В таблице 10.4 приведена характеристика манометров «Байкал-1» и «Онега-1».Пределы измерения давления дифманометром «Онега-1» определяются только жесткостью винтовой цилиндрической пружины. Они не зависят от давления сжатого газа. Поэтому с его помощью можно проводить гидропрослушивание скважин, когда максимальные приращения забойного давления составляют порядка 0,5--2 % от начального значения.

Таблица 10.4

При разработке многопластовых объектов возникает необходимость их послойного изучения, связанная с количественной оценкой притока жидкости по каждому пропластку или приемистости пропластков нагнетательных скважин. Для этой цели применяют дистанционные приборы, с помощью которых получают информацию о значениях дебитов (расходов) жидкости (газа) в разных точках по толщине продуктивного пласта. С помощью скважинных расходомеров можно также получить более точную кривую дополнительного притока жидкости в скважину после ее остановки, чем кривую, построенную по показаниям устьевых и глубинных манометров.

Приборы для измерения расходов жидкости и газа в скважинах условно подразделены на расходомеры, предназначенные для измерения расходов воды и влажного пара, нагнетаемых в скважину, и дебитомеры, служащие для определения дебитов нефти и газа.

Измерения расходов жидкости в скважинах имеют свои особенности, обусловленные прежде всего тем, что они проводятся в трубопроводах, образуемых открытым стволом скважины или эксплуатационной колонной, площадь поперечного сечения которых в месте замера обычно неизвестна. Поэтому при определении только скорости потока жидкости или газа нельзя точно измерить расход, равный произведению скорости на площадь поперечного сечения трубопровода. Кроме того, глубинный снаряд может занимать различные положения по сечению трубопровода и в зависимости от этого показания даже на одной и той же глубине будут неодинаковыми.

В связи с этим глубинные расходомеры (дебитомеры), как правило, снабжены специальными пакерами, предназначенными для направления всего измеряемого потока через калиброванное сечение прибора и центровки положения глубинного снаряда в стволе скважины. Пакер раскрывается в скважинес помощью силового привода, управляемого с поверхности. В качестве пакеров применяют резиновые оболочки, раскрываемые гидравли-чески с помощью насосов, и металлические пластины, раскрываемые с помощью микроэлектродвигателей.

Чувствительным элементом большинства глубинных приборов служит турбинка. На практике широко применяют глубинные турбинные дебитомеры с металлическим пружинным пакером.

Для контроля расходов воды в нагнетательных скважинах часто используют беспакерные расходомеры с центратором, а также расходомеры с бесприводным пружинным пакером. Расходомеры с резиновым (абсолютным) пакером применяют довольно редко.

11.1 Дебитомеры с управляемым пакером

Дистанционные дебитомеры РГД-2М, РГД-36, Кобра-Р36 и ДГД в основном применяют для исследования добывающих скважин: фонтанных и насосных.

Дебитомер РГД-2М состоит из турбинного датчика расхода и пакерующего устройства с приводом от электродвигателя (рис. 11.1). Поток жидкости направляется пакером в корпус датчика расхода и вращает турбинку 8, на оси которой укреплен магнит 7, взаимодействующий с магнитоуправляемым контактом 6, размещенным в герметичной камере. При вращении турбинки контакт размыкает и замыкает электрическую цепь питания с частотой, пропорциональной скорости ее вращения, и следовательно, объемному расходу жидкости.

Пакер расходомера раскрывается с помощью блока управления 1 и электродвигателя постоянного тока 2. Каркас пакера изготовлен из пружинящих лент, обтянутых оболочкой из ткани или пленки. В закрытом состоянии оболочка пакера находится под трубой 9, перекрывающей входные отверстия. При включении двигателя через редуктор 3 уплотненный вал вращает ходовые винты 4 и 5. Труба 9 перемещается вверх и снимается с пакера фонарного типа, состоящего из пружинных лент 11 и манжеты 13, выполненной в виде полого усеченного конуса с диафрагмой 12. При дальнейшем движении труба через крестовину 15 и тягу 10 поднимает втулку 14, к которой крепятся пластины каркаса. Во время сжатия пластин пакер перекрывает кольцевую площадь и прижимает оболочку к обсадной трубе. Жидкость через входные окна поступает в калиброванный канал, где установлена турбинка, и через отверстия выходит из прибора. После проведения измерений пакер закрывается. Реверс двигателя обеспечивается за счет изменения полярности напряжения.

Дебитомер «Кобра-Р36». Пакер в нем выполнен в виде полого цилиндрического пакета, состоящего из тонких плоских пружин, которые при сжатии перекрывают кольцевой зазор. Отличительной особенностью таких дебитомеров является то, что входные и выходные отверстия открываются только в процессе измерения. Это позволяет увеличить ресурс работы турбинки и предохраняет ее от засорения при спуско-подъемных операциях.

Дебитомеры типа ДГД предназначены для исследования фонтанных скважин, оборудованных лифтом малого диаметра или остеклованными трубами. Дебитомер ДГД-8 с диаметром корпуса глубинного прибора 26 мм спускают в затрубное пространство глубинно-насосных скважин. Датчик расхода этого прибора (рис. 11.2) состоит из турбинки 7 с постоянным магнитом 6 и магнитоуправляемого контакта 5. Пакер 9 представляет собой оболочку, обтягивающую пружинные ленты, расположенные по диаметру прибора. Для увеличения верхнего предела измерения в оболочке могут быть сделаны отверстия.

Открывается пакер с помощью электродвигателя 7, который через редуктор 2 вращает ходовой винт 3 и перемещает поступательно уплотненный шток 4 с размещенным на нем преобразователем. При этом тяга 8, соединенная с ползуном 10, сжимает пружины пакера, который принимает сферическую форму и перекрывает кольцевой зазор. Для включения и отключения электродвигателя предназначены концевые микровыключатели 11. Характеристика дебитомеров указанных типов приведена в табл. 11.1.

Таблица 11.1

Характеристика дебитомеров с управляемым пакером

11.2 Комплексные приборы

Для получения наиболее достоверных результатов исследования скважин необходимо контролировать не только характер изменения давления, температуры и расхода жидкости, но и содержание в ней воды и газа, вязкость, плотность и другие параметры.

В последние годы при исследованиях скважин стали применять глубинные комплексные приборы, предназначенные для определения в процессе исследования нескольких физических величин: давления, температуры, расхода и содержания нефти, воды и газа в потоке.

Для определения фазовых соотношений потока используют конденсаторы. Емкость плоского или цилиндрического конденсатора зависит от его геометрических размеров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах вызывает соответствующее изменение емкости конденсатора, что позволяет определить процентное отношение, например, воды и нефти по известным диэлектрическим постоянным отдельно воды и нефти.

Глубинные влагомеры обычно применяют в сочетании с дебитомерами. При исследованиях скважин с помощью таких комплексных приборов получают ценную информацию о местах притока жидкости и ее обводненности по отдельным пластам и пропласткам.

Комплексные приборы ВРГД-36 и Кобра-36РВ содержат преобразователи расхода и влажности, а также пакетирующее устройство. Преобразователь влагомера, в полости которого смонтирован магнитный прерыватель датчика расхода, выполнен в виде цилиндрического конденсатора.

Емкость конденсатора зависит от его геометрических размеров и диэлектрической проницаемости среды, находящейся между обкладками. Изменение диэлектрической проницаемости среды при постоянных размерах конденсатора вызывает изменение его емкости, что позволяет определять фазовое соотношение в потоке воды и нефти по известным диэлектрическим постоянным отдельно воды и нефти.

Нижний конец преобразователя влагомера используется в качестве верхней опоры оси турбинки, на которой укреплены магниты, взаимодействующие с магнитным прерывателем тока. Последовательное расположение турбинки и проточного конденсатора способствует образованию части конденсата мелкодисперсной смеси, проходящей за счет турбулизирующего эффекта вращения турбинки.

Эти приборы снабжены пакером с электромеханическим приводом, конструкция которого унифицирована с пакерующим устройством расходомера РГД-2М или Кобра-36РВ. Выходной сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному кабелю, несет двойную информацию: о содержании воды в нефти и частоте вращения турбинки.

Частотный сигнал, модулированный по амплитуде, по кабелю поступает на вход наземного блока, где происходит его усиление и разделение на два канала. В первом канале происходит выделение несущей частоты, характеризующей влажность потока жидкости, во втором -- модулирующей частоты, характеризующей частоту вращения турбинки.

Комплексный прибор «Поток-5» предназначен для измерения четырех величин: давления, температуры, расхода и влажности жидкости. Этот прибор (рис. 11.3), опускаемый в скважину на одножильном кабеле 1, состоит из преобразователей указанных величин и пакера с электромеханическим приводом. Локатор сплош-ности, в который входят трансформаторы 2, включенные совместно, и электронный блок, обеспечивает точную привязку данных к разрезу скважины. Датчик давления состоит из геликсной пружины 8 и индуктивного преобразователя. Свободный конец геликса соединен с ферритовым полукольцом, входящим в катушку 4. С повыше-нием или понижением давления в скважине ферри-товый сердечник перемещается внутри катушки, изменяя ее индуктивность. В качестве преобразо-вателей температуры использованы полупроводни-ковые элементы 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорциональное уменьшению или увеличению температуры окружающей среды, преобразуется в частоту. Расход измеряют с помощью датчика с заторможенной турбинкой 9. Поток жидкости, воздействуя на турбинку, вызывает закручивание струн на определенный угол, что приводит к перемещению ферритового полукольца 8 внутри катушки и изменению ее индуктивности. Содержание воды в нефти опреде-ляется с помощью емкостного датчика 10.

Катушки индуктивности датчиков давления и расхода входят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индукти-вности изменяется частота выходного сигнала. Преобразование индуктивности в частоту происхо-дит в электронных блоках 5 и 7. Датчики подклю-чаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через 10-12 с. При подключении по вызову время измерения неограниченно. В автоматическом режиме работы время измерения составляет 2-3 с.

Пакерующее устройство состоит из пакера, образованного металлическими пластинами 12, пары винт--гайка 15 и электродвигателя 17. Пластины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, перемещающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 соединен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сигналу с поверхности гайка вначале совершает движение по винтовой линии, перемещаясь по пазу со скосом. Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступательно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При движении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закрепленные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к образующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке. Диаметр корпуса прибора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Предел измерения давления 25 МПа, погрешность ±1,5%. Диапазоны измеряемых расходов могут быть 1--60 или 2--150 т/сут. Предел измерения температуры -100 °С с погрешностью ±1,5%. Масса глубинного прибора не более 15 кг.

Рис. 11.3. Комплексный прибор «Поток-5»

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Балакирев Ю.А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Азернешр. 1965. - 200 с.

2. Баренблатт Г.И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. Изв. АН СССР. 1954. №9. С. 35-49.

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. -88 с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. - Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211с.

5. Басниев К.С., Цибульский П.Г. Обратная задача теории фильтрации многокомпонентных систем. Нефть и газ. 1980. № 4. С. 55-60.

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. 416 с.

7. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин. - Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 44-47.

8. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов.- М.: Недра, 1990. - 427 с.

9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964, -272 с.

10. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. -246 с.

11. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с.

12. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследования нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 344 с.

13. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. - М.: Недра, 1981. - 213с.

14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 310с.

15. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов.- М.: Недра, 1974. - 224 С.

16. Капцанов Б.С., Кульчицкий Л.Г., Симонова Г.М. Исследование точности определения фильтрационных и геометрических параметров пласта по кривым восстановления давления в скважинах //Азерб. нефт. хоз-во. 1986. № 8. С. 14-17.

17. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200с.

18. Кульгина Н.М., Кульгин В.Т., Гриценко И.В. Методика обработки кривых восстановления давления в разведочных скважинах //Газовая пром-ть. 1975. С30- ЗЗ.

19. Кундин А.С. Влияние продолжающегося притока в скважину на точность определения параметров пласта //Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. № 3. С. 41-44.

20. Ли Юн-шан. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки //Изв. вузов. Нефть и газ. 1960. № 3. С. 63-69.

21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористых средах. - М.: Гостоптехиздат. 1949. - 627 с.

22. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91, Миннефтегазпром, ВНИИ, М., 1991. - 540 с.

23. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД-39-0147035-234-88, Миннефтегазпром, ВНИИ, 1989. -115с.

24. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Наука. 1972.- 184 с.

25. Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972.

26. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. - М.: Недра, 1980. - 224 с.

27. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др., Под ред. Ш.К. Гимтудинова.- М.: Недра. 1988. - 302с.

28. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974. -704 с.

29. Сушилин В.А. Методы и техника глубинных исследований в скважинах. М.: Недра, 1964.

30. Телков А.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления забойного давления при различной форме границ пласта. //Подземная гидродинамика. М.: Недра, 1961 С. 131-142 (Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. Вып. 33).

31. Технология и техника добычи нефти. Учеб. для вузов /А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И.Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде.- М.: Недра, 1986.

32. Требин Ф.А., Щербаков Г.В., Яковлев В.П. Гидромеханические методы исследования скважине и пластов. М.: Недра, 1965. - 275с.

33. Хазин О.Н., Кундин А.С. Обработка кривых восстановления давления методом В.Н.Щелкачева. //Нефт. хоз-во. 1973. № 7. С. 7-9.

34. Хейн А.Л. Теоретические основы и методика определения параметров пластов по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости и газа. //Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождении Тр. ВНИИГАЗ. М.-Л.: Гостоптехиздат. 1952. С. 80-145.

35. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб для техникумов/ А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. - М.: Недра,1989 -480 с.

36. Чарный И.А. Определение некоторых параметров при помощи кривых восстановления забойного давления//Нефт. хоз-во. 1955. №З. С 40-48.

37. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963.-369 с.

38. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госуд. изд-во технич. литературы УССР, 1961.- 286 с.

39. Чернов Б.C., Базлов М.Л., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.; Гостоптехиздат, I960. - 319 с.

40. Шагиев Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах.//Изв. Вузов "Нефть и газ", № 11,1960.С.53-59.

41. Шагиев Р.Г. Анализ влияния сил инерции на кривые восстановления давления и определение параметров пласта./Труды МИНХ и ГП, вып. 42, 1963. С. 129-142.

42. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостоптехиздат, 1959. -467 с.

43. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография в 2 ч. - М.: Нефть и газ, 1995. ч. 1. - 586 с.,ч. 2. - 493с.

44. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов.- М.: Недра, 1988.

45. Эконамидис М.Д, Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. /Пер. с англ. под ред. А.И. Булатова. Краснодар, 1992. (часть 1 и 2).

Размещено на Allbest.ru